Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади-1
.pdfСПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
|
Индекс |
стратиграфического |
подразделения |
Р+Q |
Р |
С |
С |
|
|
|
|
|
|
|
|
) |
|
|
|
|
|
|
ir |
v |
t(Т |
|
|
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
u |
1 |
1 |
1 |
|
|
|
|
|
2 |
Р |
С |
С |
|
|
|
|
|
|
+ |
+ |
+ |
|
|
|
|
|
|
2 |
1 |
К) |
|
|
|
|
|
|
u |
s |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
t( |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.8.3 ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ
Таблица 8
|
Индекс |
Интервал, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
стратиграфи- |
|
|
|
Мероприятия по ликвидации |
|
|
От |
До |
|
|
||
|
ческого |
|
последствий |
|
||
|
подразделения |
(верх) |
(низ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1. |
Спуск направления, кондуктора. |
|
|
Q + Р2u |
0 |
16 |
2. |
Бурение с промывкой буровым |
|
|
|
|
|
|
раствором в соответствии с |
|
|
|
|
|
установленными показателями. |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Р2u |
16 |
136 |
3. Проработка ствола в интервалах |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
обвалообразования. |
|
|
|
|
|
|
4. Промывка. |
|
|
С2ks + С2vr |
1320 |
1387 |
5. Установка цементных мостов в |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
процессе бурения не позднее, чем |
|
|
|
|
|
|
через 36 часов после вскрытия артинских |
|
|
|
D3fm |
1738 |
1852 |
терригенных и верейских отложений. |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.8.4 НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
Таблица 9
Индекс |
Интервал по стволу, |
Вид проявляе- |
Условия |
Характер |
||
стратигра- |
|
м |
мого флюида |
возникновения |
проявлений |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
от (верх) |
|
до (низ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При бурении с |
Пленка нефти |
С2b |
1387 |
|
1445 |
нефть |
промывкой |
Пленка нефти |
|
|
|
|
|
буровым |
Пленка нефти |
|
|
|
|
|
|
|
С2tl+D3fm |
1760 |
|
1779 |
нефть |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D3fm |
1779 |
|
1837 |
нефть |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2.8.5 ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ
Таблица 10
Индекс страти- |
Интервал по стволу, м |
|
Условия |
|
|
графического |
|
|
Вид осложнения |
|
|
|
|
возникновения |
|
||
подразделения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
от (верх) |
до (низ) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р1s + а |
613 |
736 |
|
|
|
|
|
|
|
Понижение |
|
|
|
|
Проявление |
плотности раствора |
|
|
|
|
|
||
С2b + С1s |
1445 |
1676 |
Н2S-вод |
ниже проектной на |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
5% |
|
С1tl |
1676 |
1715 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
https://new 4736 группа СПБГУАП |
|
Интервал |
|
|
|
|
|
Опорожнение колонны |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
. |
||
|
залегания |
Тип |
Тип |
|
Количество |
|
при испытании |
guap |
||
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
констру- |
Пласт |
режимов |
|
||||
|
объекта, м |
|
|
|
|
|||||
Номер |
|
|
|
установки |
|
|
Диаметр |
|
|
. |
|
|
кции |
фонтани- |
(штуцеров) |
|
|
ru/i03/contacts |
|||
объекта |
|
|
для |
штуцера |
|
|
||||
|
|
продукти- |
рующий |
для |
|
|
|
|||
(снизу) |
От |
До |
испытания |
(мм) |
Максимальное |
Плотность |
|
|||
вного |
(да, нет) |
испытания |
|
|
|
|||||
|
(верх) |
(низ) |
(освоения) |
|
снижение |
жидкости |
|
|||
|
забоя |
|
(шт.) |
|
уровня |
(г/см3) |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
1725 |
1838 |
цемент, |
передвижная |
да |
3 |
3,57 |
1274 |
1,0 |
|
колонна |
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Индекс |
стратигра- |
фического |
подразделе- |
ния |
D |
|
|
|
|
|
fm |
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.
Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород,
ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.
На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:
Направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся,
осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения, цементируется до устья.
Кондуктор – для перекрытия неустойчивых обваливающихся,
осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны,
перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения, цементируется до устья.
Техническая колонна – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.
Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании, цементируется до устья. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента,
оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.
Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Dд.эк. = dм + 2δ = 0,188 + 2 × 0,012 = 0,212м,
где dм – диаметр муфты эксплуатационной колонны, δ – зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д.
Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-
75 диаметр долота 0,2159 м.
Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне:
Dвнк = Dд.эк. + (0,006÷0,008)=0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,
где 0,006÷0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу
632-80 равный 0,245 м.
Определяется диаметр долота под техническую колонну:
Dд.т. = Dм + 2δ = 0,271 + 2 × 0,012 = 0,295м.
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,2953 м.
Определяется диаметр кондуктора:
Dвн.к = Dд.т + (0,006 ÷ 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,
где 0,006÷0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80
равный 0,324 м.
Определяется диаметр долота под кондуктор:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Dд.к = dм + 2δ = 0,351 + 2 × 0,015 = 0,381 м.
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,3937 м.
Определяется диаметр ІІ направления:
Dвн.н = Dд.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 = 0,3997м.
Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.
Определяется диаметр долота под II направление:
Dд.н = dмн +2δ = 0,451+2 × 0,02 = 0,491 м.
Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,490 м.
Диаметр I направления равен 0,530 м.
Диаметр долота под I направление равен 0,6 м.
КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
Схема 1
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
3.2 ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-
НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ
Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка,
искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию.
Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 200 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ШО1-195. При бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО-195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью телесистемы. Интенсивность искривления участка набора
кривизны, угла (искривленного участка) принимается i10 = 1°.
РАСЧЕТ НАКЛОННОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ
Исходные данные:
Глубина скважины L в – 1838 м.
Глубина зарезки наклонного ствола Н в = 200 м.
Диаметр долота D д = 0,2953 м.
Диаметр забойного двигателя D з.д = 0,24 м.
Длина отклонителя L.що= 10м.
Длина забойного двигателя L 2тсш = 17 м.
Определяется радиус искривления ствола скважины:
R = |
57,3 |
× 10 × К = |
57,3 |
× 10× 1,05 = 600 м, где К – коэффициент, |
||
|
|
|
|
|||
i10 |
1 |
|
||||
учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05÷1,10).
Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Rmin |
|
|
167×lот2 |
|
|
|
167Г—102 |
|
|||||
1 |
= |
|
|
|
|
= |
|
|
|
= 282 м; |
|||
|
|
|
|
|
|||||||||
|
|
Dд-dз.д-К1 |
+fот |
|
295,3-240-6+9,9 |
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||
fот = |
0,13×107×qот×lот2 |
|
= |
0,13Г—107Г—2,6Г—10002 |
= 9,9 мм; |
||||||||
|
|
Е×І |
|
|
|
|
|
2,1Г—107Г—16257 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
I = 0,049d4 |
= 0,049 × 244 = 16,257см2; |
|
|||||||||||
|
|
|
Р·Рґ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Rmin |
|
|
167×lзд2 |
|
|
|
167Г—172 |
|
|||||
2 |
= |
|
|
|
|
= |
|
|
|
|
= 429,4 м, |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
Dд-dз.д-К1 |
+fзд |
|
295,3-240-6+63,1 |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|||||||||
где К1 – принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2 – 6см;
f зд – прогиб отклонителя забойного двигателя в искривленном стволе скважины;
I – момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;
Е – модуль Юнга, Е = 2,1 × 107
Rmin |
|
|
167×lзд2 |
|
|
|
|
167Г—172 |
|
||
3 |
= |
|
|
|
|
= |
|
= 599 м, |
|||
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
Dд-dз.д-К1+fзд |
|
|
215,9-19,5-6+63,1 |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
||||||
fзд = |
0,13×107×qт×lт2 |
= |
|
0,13Г—107Г—2,5Г—17002 |
= 6,31 мм; |
||||||
|
|
|
2,1Г—107Г—7085 |
||||||||
|
|
|
Е×І |
|
|
|
|
|
|
||
I = 0,049d4 |
= 0,049 × 19,54 = 7085 см2, |
|
|||||||||
|
|
|
Р·Рґ |
|
|
|
|
|
|
|
|
где: q зд – масса забойного двигателя длиной в 1 см (кг).
Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления
ствола скважины, то принимается R = 600 м.
Определяется максимальный угол наклона ствола скважины:
|
R(R-А)+Н√ |
|
|
|
|
|
|
|
|
соs α = |
Н2 |
+А2 |
-2RА |
= |
600Г—(600-200)+1638Г—√16382 |
+2002 |
-2Г—600Г—200 |
||
Н2+(R-А)2 |
|
16382+(600-200)2 |
|
||||||
|
|
|
|
||||||
= 0,9910; α = 7о,
где: А – проложение – 200 м; Н = Lв – Нв = 1838 – 200=1638 м.
Определяется горизонтальная проекция искривленного участка:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
а = R × (1 – соs α) = 600 × (1 – 0,9910) = 5,4 м.
Определяется вертикальная проекция искривленного участка:
h = R × sin α = 600 × 0,1219 = 73,14 м.
Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка:
Н = Lв – (Нв + h) = 1838 – (200 + 73,14) = 1565 м.
Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка:
А = Н × tg α = 1565 × 0,1228 = 192 м.
Определяется длина искривленного участка:
ℓ2 = 0,01745 × R × α = 0,01745 × 600 × 7 = 73,3 м.
Определяется длина прямолинейного наклонного участка:
ℓ3 = Н1 / соs α = 1565 / 0,9910 = 1579 м.
Определяется длина наклонного участка:
Lн = ℓ1 + ℓ2 + ℓ3 =200 + 73,3 + 1579 = 1852 м.
Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины: